instalaciones off-shore para carga y descarga de hidrocarburos

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y PUERTOS
INSTALACIONES OFF-SHORE PARA CARGA
Y DESCARGA DE HIDROCARBUROS.
MONOBOYAS Y CAMPOS DE BOYAS.
José Luis Almazán Gárate
Mª del Carmen Palomino Monzón
José Raul García Montes
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE
INGENIEROS DE CAMINOS, CANALES Y PUERTOS
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID
INSTALACIONES OFF-SHORE PARA CARGA
Y DESCARGA DE HIDROCARBUROS.
MONOBOYAS Y CAMPOS DE BOYAS.
José Luis Almazán Gárate
Dr. Ing. de Caminos, Canales y Puertos
Ldo. Ciencias Económicas y Empresariales
P.T.U. Puertos y Costas e Ingeniería Portuaria
Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos
Universidad Politécnica de Madrid
Mª del Carmen Palomino Monzón
Dra. Ciencias Físicas
P.T.U.I. Puertos y Costas e Ingeniería Portuaria
Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos
Universidad Politécnica de Madrid
José Raul García Montes
Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos
Universidad Politécnica de Madrid
2000
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN
2. DESCRIPCIÓN DE BUQUES PETROLEROS.
2.1. Dimensiones exteriores.
2.2. Instalaciones a bordo para trasiego de graneles.
3. ELECCIÓN DEL ÁREA DE DESCARGA.
3.1. Geometría en planta y área de maniobra.
3.1.1. Campo de boyas.
3.1.2. Monoboya.
3.2. Geometría en alzado.
3.3. Características del fondo.
3.4. Condiciones ambientales de la zona.
3.4.1. Garantía de operación de la terminal.
3.5. Aspectos medioambientales.
3.5.1. Tratamiento de deslastres.
3.5.2. Tratamiento de vertidos accidentales.
3.5.3. Afecciones medioambientales de la normal operación.
4. RESULTANTE DE LAS ACCIONES AMBIENTALES SOBRE EL BUQUE.
4.1. Vientos.
4.2. Corrientes.
4.3. Oleajes.
5. ELEMENTOS PROPIOS DE UNA MONOBOYA.
6. ELEMENTOS PROPIOS DE UN CAMPO DE BOYAS.
7. ELEMENTOS COMUNES A CAMPOS DE BOYAS Y MONOBOYAS.
7.1. Manifold.
7.2. Mangueras.
7.3. Elementos de anclaje.
7.3.1. Anclas.
7.3.2. Cadenas.
7.4. Tuberías submarinas.
7.4.1. Cálculo hidráulico.
7.4.2. Cálculo mecánico.
8. BIBLIOGRAFIA.
Tabla de contenido
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
1. INTRODUCCIÓN:
En la presente publicación se presentan algunas de las instalaciones mas
usadas en el trasiego de hidrocarburos líquidos como crudo, fuel-oil, gasoil, etc, ubicadas en aguas abiertas poco profundas. Posteriormente y en
un análisis mas detallado se estudian aspectos de diseño y cálculo de las
dos instalaciones mas típicas, la monoboya y el campo de boyas.
Monoboya para carga de crudo en una extracción petrolífera y plataforma de extracción
Los tipos de instalaciones mas usadas para carga, descarga y
almacenamiento de productos petrolíferos son los siguientes (algunos de
los acrónimos mas usados tienen origen anglosajón aunque son de uso
común):
-
SALM (Single Anchor Leg Mooring).
Se trata de un sistema de amarre mediante una única boya anclada al
fondo.
1
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
En este caso la boya únicamente sirve como amarre, estando el
sistema de trasiego separado del sistema de amarre mediante un
manifold, una tubería submarina y una serie de mangueras (de las que
se trata en apartados posteriores de esta publicación).
-
Monoboya, también llamada CALM (Catenary Anchor Leg Mooring).
Este sistema de descarga y atraque consiste en un elemento flotante
de forma cilíndrica que aglutina las funciones de atraque y descarga.
Este cilindro compartimentado dispone además de la estructura de
flotación y atraque para el buque de todo el sistema de mando y
control de válvulas y conexiones tanto al barco como a la conducción
submarina de conexión con tierra. Se incluyen además en la misma
los elementos de protección catódica, sistemas de seguridad,
2
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
balizamiento y señalización, etc, necesarios para la carga-descarga
del fluido.
El sistema dispone, además de la monoboya en sí misma, de los
elementos de sujeción de esta al fondo (mediante anclas y muertos de
hormigón), de los elementos de amarre del buque (elementos de
enganche para las estachas con sistemas de desenganche rápido), de
los elementos de transporte del fluido hasta la boya (mangueras
flexibles flotantes que conectan con el sistema hidráulico del buque),
así como de los elementos de transporte del fluido desde la boya
hasta la conducción submarina (también mangueras flexibles que
conectan con la conducción submarina).
En resumen, se reúnen en un único elemento las funciones de amarre
y de carga-descarga. En la figura podemos ver esquemáticamente una
monoboya como la descrita.
3
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
La ventaja de este sistema es que permite operar con oleajes mayores
que en el caso de campo de boyas y que la operación es más segura,
ya que la boya es giratoria y permite que el conjunto boya-barco se
oriente y el buque gire en la dirección más favorable con respecto al
viento-oleaje-corriente imperante en la operación de descarga. Sus
principales inconvenientes son, por una parte que necesita instalarse
en una zona de calado mayor que en el caso de campo de boyas
(debido al hecho de que el giro del sistema necesita un área libre de
radio unas 3 veces la eslora del barco), y por otra su mayor coste con
respecto al campo de boyas a los precios de mercado actuales.
-
Campo de boyas.
En este caso, como en la SALM, las funciones de amarre y de cargadescarga se separan en elementos distintos.
El sistema de amarre consiste una serie de boyas (de 3 a 9) que se
disponen alrededor del buque a unos 50-80 metros, de tal modo que
desde el barco queda amarrado con estachas a las boyas y con sus
propias anclas al fondo. Las boyas van sujetas al fondo por anclas,
muertos de hormigón, etc.
A continuación se muestra un esquema como ejemplo de campo de
boyas con seis boyas y un ancla propia del buque,
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
En este caso, y a diferencia con la monoboya, el barco permanece
inmóvil durante la operación de trasvase, es decir, no se permite el
giro-desplazamiento del barco.
Por otra parte, y al igual que en el caso SALM, el sistema de cargadescarga lo constituyen tres elementos, la conducción submarina, el
Manifold (muerto de hormigón sobre el que se montan el final de la
conducción submarina, las conexiones y derivaciones entre la
conducción submarina y las mangueras de trasvase al buque, y las
válvulas de seccionamiento y control del flujo), y las mangueras de
conexión desde el manifold al buque.
Las ventajas de este sistema son tres: un menor precio con respecto a
la solución monoboya; menores exigencias de calado (como se verá,
algo mas del calado del buque, lo que hace que la longitud en planta
de conducción submarina sea menor); y que la totalidad del sistema
de descarga permanece sumergido en las épocas de no-operación,
quedando solamente en superficie las boyas de atraque, interfiriendo
de este modo mucho menos con otras operaciones o actividades en
superficie de lo que interfieren las soluciones monoboya.
Los inconvenientes son, por un lado que es necesario un oleaje menor
para poder realizar las operaciones de carga-descarga, y que la
maniobra es menos segura en su conjunto, ya que no se permite la
orientación del barco con respecto al oleaje-viento y los tiempos de
desenganche y salida de emergencia son mayores.
5
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
2. DESCRIPCIÓN DE BUQUES PETROLEROS:
Los buques utilizados para el transporte de productos petrolíferos líquidos
se denominan internacionalmente Tankers, y tienen generalmente, como
muestra la siguiente figura, la superestructura a popa y el sistema de
bombas de trasiego en el centro de la eslora.
2.1. Dimensiones exteriores:
Las dimensiones que se ofrecen a continuación han sido obtenidas de la
tabla de dimensiones de buques a plena carga que propone la prenorma
ROM 3.1.-99 y que se incluye a continuación.
En ella se dan, entre otros, y para distintos tonelajes de buque los valores
de:
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-
Eslora.
-
Manga.
-
Calado.
-
Puntal.
-
Coeficiente de bloque.
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
2.2. Instalaciones a bordo para trasiego de graneles:
A bordo de los buques tanker existen una serie de instalaciones y
sistemas que permiten la operación de carga o descarga. Estas son:
-
Bombas. Estas bombas, y dependiendo del tamaño del buque, son
capaces de suministrar hasta 80 mcl de presión y 3000 Ton/hora
de caudal, y están situadas en cubierta.
-
Sistemas de precalentamiento del fluido. Para que el fluido pueda
ser transportado con facilidad a distancias, en algunos casos de
varios
kilómetros,
hasta
los
depósitos
de
almacenamiento
(generalmente en tierra) es necesario calentar el fluido para que su
viscosidad disminuya, ya que en caso de no calentarse podría
7
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
bloquear la conducción al perder temperatura durante el trasiego.
Estos sistemas permiten calentar los fluidos a la salida del buque
hasta los 65ºC
-
Varios tanques independientes en un numero que depende del
tamaño del buque.
-
Sistemas de tuberías y válvulas para el reparto del granel a los
distintos tanques.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
3. ELECCIÓN DEL ÁREA DE DESCARGA.
3.1. Geometría en planta y área de maniobra.
3.1.1. Campo de boyas.
La configuración en planta del área de fondeo viene determinada por la
longitud máxima de las amarras o estachas (denominadas largos si parten
de la proa o la popa, o traveses si parten de babor o de estribor). Estas
magnitudes se definen de acuerdo con las siguientes dimensiones:
− Longitud de las amarras, alrededor de los 50 metros.
− Desplazamiento horizontal de las boyas, 20 metros en la dirección
del tiro y 5 metros en dirección perpendicular al tiro respecto de
una posición central teórica de equilibrio.
− Resguardo de seguridad, mínimo 10% de la eslora en la dirección
mas desfavorable.
Por ejemplo para un barco de 225 metros de eslora el área de fondeo
podría estar a 120 metros de la borda en cualquier dirección
(50+2·20+30).
Es decir, la planta del área de fondeo para un campo de boyas con 3
boyas a popa, 1 a proa, 1 a cada banda y un ancla a proa, quedaría como
en la figura,
9
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Por otra parte, y para la maniobra de acercamiento del buque al campo de
boyas, es necesario un área con forma de sector circular de maniobra de
radio tres veces la eslora (675 m), con centro el baricentro del campo de
boyas, orientado hacia la zona abierta del campo, y tangente a las boyas
que delimitan al área de fondeo. En nuestro caso este área de maniobra
quedaría como en la figura.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
3.1.2. Monoboya.
En el caso de la monoboya, el área de fondeo y el área de maniobra son
lo mismo ya que el conjunto boya-buque puede girar sobre el centro de la
monoboya.
El área necesaria es un circulo completo de radio tres esloras con centro
el centro teórico de fondeo de la monoboya.
11
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
3.2. Geometría en alzado.
En cuanto al calado del área de fondeo y del área de maniobra la
prenorma ROM 3.1-99 indican que dicho calado debe ser mayor que la
suma de los siguientes conceptos:
-
La mitad de la altura de ola máxima de operación. Este valor se
toma de la prenorma ROM 3.1-99 que se expone en el siguiente
apartado.
-
Un incremento de calado por las oscilaciones verticales del buque
debidas al oleaje, el cual se puede tomar igual a 0.25 metros
-
Un resguardo que se puede tomar igual a 0.60 metros.
-
Un incremento de calado por imprecisiones en la batimetría de 0.25
metros mas el 1% de la profundidad media de fondeo.
No se consideran efectos debidos a la marea, ya que la batimetría debe
siempre referirse al cero hidrográfico (BMVE), y el efecto de esta es
favorable (incrementa el calado).
3.3. Características del fondo.
Las características geofísicas del fondo son un elemento fundamental
para caracterizar un área de fondeo porque determinan la eficiencia de un
ancla (relación entre el peso seco del ancla y la fuerza transmitida por las
cadenas de anclaje) de tal manera que el anclaje mediante anclas de la
monoboya o de cada una de las boyas del campo de boyas puede verse
imposibilitado (caso de fondos rocosos) teniendo que elegir otro sistema
de anclaje al fondo, por ejemplo muertos de hormigón o pilotajes.
La eficiencia del ancla en relación al tipo de fondo puede apreciarse en el
siguiente cuadro tomado de la norma británica BS 6349 part VI.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Eficiencia
Tipo de ancla
Suelos pobres
Suelos buenos
Fango y arcilla
blanda
Arena y arcilla
consistente
Anclas de peso muerto
0.3
a
0.5
Anclas tipo stockless
2.0
a
5.0
Anclas tipo stock
5.0
a
10.0
10.0
a
30.0
Anclas de alto poder de agarre
Eficiencia = Ton resistidas por el ancla / Ton de peso seco del ancla
(Ver publicación de J.L. Almazán et al, Ingeniería Marítima: Sistemas de Fondeo y Anclaje)
3.4. Condiciones ambientales de la zona.
Las condiciones ambientales de la zona pueden ser determinantes para
que la operación en la terminal a proyectar sea posible y, además, son
estas condiciones las que definen la orientación de un campo de boyas
(instalación de amarre de orientación fija) así como el nivel de
operatividad de esta. La prenorma ROM 3.1-99 fija las condiciones
medioambientales limite de operación para este tipo de terminales según
el cuadro siguiente,
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
En relación con este cuadro, y como se comenta seguidamente,
dependiendo de las condiciones ambientales reinantes, existe una
garantía de operación que define el nivel máximo de uso de la terminal.
Las variables ambientales que influyen en la operatividad son las
correspondientes al oleaje, corrientes y vientos, teniendo siempre que
tener en cuenta los regímenes medios anuales de los mismos, ya que en
caso de condiciones extremas nunca se procede a la operación.
En cuanto al oleaje deben considerarse, al menos:
-
El régimen medio anual de la altura de ola significante (relación
entre la altura de ola significante y probabilidad de presentación en
el año medio.
-
En caso de proyectar un campo de boyas, la rosa de oleaje que
determina los sectores en los que el oleaje es mas frecuente o mas
intenso en orden a orientar adecuadamente el campo de manera
que el buque oriente su proa a la citada dirección.
Análogamente, del viento y de la corriente deben también considerarse, al
menos:
-
Regímenes medios anuales.
-
En caso de proyectar un campo de boyas, las rosas de vientos y
corrientes.
Como ejemplo se ofrecen las rosas de oleaje, vientos y corrientes de una
ubicación al SurEste de la Isla de Tenerife en el que la orientación optima
del buque en caso de proyectar un campo de boyas es que el mismo
forme 45º con el Norte orientando su proa al NorEste.
14
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
15
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
3.4.1. Garantía de operación de la terminal.
En primera aproximación, y como valor anual medio, la garantía de
operación es igual al cociente entre los días hábiles de acuerdo con las
condiciones ambientales y los días necesarios de trasvase. Para una
primera estima de los días hábiles de operación de un terminal petrolera,
y de acuerdo a los criterios medioambientales, puede procederse del
siguiente modo:
-
De la prenorma ROM 3.1-99 se obtienen las condiciones
medioambientales limite de operación para el tipo de terminal en
proyecto, siendo las condiciones más restrictivas las que se
producen para aproximación y amarre.
-
Entrando en los regímenes medios anuales de presentación de
valores de viento, corrientes y oleajes, se obtienen los porcentajes
del año en los que no se superan las condiciones limite.
Supongamos por ejemplo que estos valores son 80% para oleajes,
75% para vientos, y 98% para corrientes. Esto significa que,
considerando únicamente el viento, el 75% del tiempo la terminal
es operativa, considerando únicamente el oleaje, el 80% del tiempo
se puede operar, y el 98% del tiempo es posible la operación
considerando únicamente la corriente.
-
Como
deben
ser
consideradas
todas
las
condiciones
medioambientales a la vez, el caso más restrictivo, y que es muy
improbable que ocurra, es que se sumen las probabilidades de
excedencia en un mismo periodo anual. Siguiendo con el ejemplo,
y en el peor de los casos, la terminal del ejemplo sería operativa
mas del 53% del año, definido este valor por la operación siguiente:
Toperación = 100% – 2% – 20% – 25% = 53%
Es decir cabe esperar que la terminal se encuentre operativa al
menos 193 días al año.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Esta es una burda primera aproximación puesto que debieran usarse las
distribuciones de las variables CORRELADAS (P. S. Bores).
Por otra parte, los días necesarios en los que, como mínimo, la terminal
tiene que permanecer operativa surge, de acuerdo con el tamaño del
buque de proyecto y la cantidad de fluido que es necesario trasegar en
una año, del siguiente cálculo:
-
Se calcula el tiempo necesario para realizar cada operación de
carga o de descarga como suma de tres componentes:
Tiempo de amarre, depende del tipo de terminal (mas cuantos
mas punto de amarre existen) y del tamaño del buque (mas
cuanto mas grande es el buque), y oscila entre las 4 y las 24
horas.
Tiempo de bombeo, que depende de la capacidad de las
bombas (en el caso de carga del buque las bombas en tierra no
suelen bombear mas de 600 Tn/h, y en caso de descarga el
buque 3000 Ton/h como máximo).
Tiempo de desamarre, se puede tomar como el 80% del tiempo
de amarre.
-
Se calculan el numero de operaciones anuales de carga/descarga
dividiendo la cantidad de fluido que es necesario cargar/descargar
al año por la capacidad de carga del buque.
-
Se calcula el tiempo anual total requerido por las operaciones de
carga multiplicando el numero de operaciones de carga por el
tiempo necesario para cada operación de carga.
-
Se calcula el tiempo anual total requerido por las operaciones de
descarga multiplicando el numero de operaciones de descarga por
el tiempo necesario para cada operación de descarga.
-
El numero de días necesarios al año serán la suma de los dos
valores anteriores para carga y descarga.
Por ultimo se estima, en primera aproximación, la garantía de operación
como el cociente entre los días hábiles y los días necesarios. Este valor
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
debe ser siempre mayor que dos para que la operación en la terminal
quede garantizada.
Una estimación mas precisa se haría utilizando la distribución estadística
de las variables significativas correladas entre si, lo cual produce estimas
que dan lugar a una mayor operatividad, por lo que el método expuesto
queda del lado de la seguridad.
3.5. Aspectos medioambientales.
Los aspectos medioambientales que se deben considerar para ubicar una
terminal de este tipo son, como mínimo: posibilidad de tratamiento de los
deslastres
de
los
buques;
situación
de
la
terminal
de
zonas
ambientalmente protegidas en orden a tratar un posible vertido accidental
al mar; afección de la instalación o de las operaciones normales de la
terminal al medio ambiente; posibilidad de instalación de elementos de
emergencia ante derrames; y ; posibilidad de instalación de elementos de
emergencia ante incendios accidentales.
Veremos a continuación como tratar algunos de ellos.
3.5.1. Tratamiento de deslastres.
Los buques tanque usados para el transporte de productos petrolíferos
necesitan una carga mínima para poder navegar, que oscila entre el 25%
de la capacidad de carga en barcos pequeños y el 10% en barcos
grandes.
De esta manera, cuando el buque entra en la terminal para ser cargado
sus sentinas van parcialmente llenas de una mezcla de hidrocarburos y
agua. Las características medias de este lastre son las siguientes: 4060% de hidrocarburos; 60-40% de agua; y 5% de sólidos.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Para la carga del buque es necesario por tanto el deslastre de las
sentinas, ya que los tanques de transporte del producto son los mismos
en los que se lleva el lastre.
El Convenio MARPOL 73/78, ratificado por el estado español, tiene por
objeto regular la contaminación del mar producida por las operaciones
normales de los buques durante su navegación. MARPOL tiene seis
anexos para cubrir todos los tipos de contaminación que pueden generar
los buques:
Anexo I: Residuos de hidrocarburos
Anexo II: Productos químicos
Anexo III: Mercancías en paquetes o contenedores
Anexo IV: Aguas sucias (fecales)
Anexo V: Basuras sólidas
Anexo VI: Emisiones a la atmósfera
Por otra parte, el RD 438/1994 obliga a los capitanes de los buques a
comunicar la cantidad y tipo de los residuos de lastre, así como a
descargarlos, en caso necesario, en instalaciones de recepción
autorizadas.
Es por tanto conveniente la construcción de la terminal en las
proximidades de una planta de tratamiento de deslastres ya construida, y
que generalmente se ubican en zonas portuarias. El tratamiento que estos
residuos deben recibir es la siguiente:
1. Bombeo y calentamiento.
2. Separación por flotación, decantación y floculación.
3. Separación por centrifugado y microfiltrado.
4. Incorporación de aditivos para la precipitación de metales pesados.
5. Deriva de los materiales separados a sus destinos finales (emisario
de aguas limpias, desecho o utilización de hidrocarburos, etc).
19
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Y las instalaciones necesarias para realizar este proceso serian:
-
Conducción desde el buque a tierra, que puede ser la misma que la
tubería de carga-descarga u otra..
-
Deposito de productos de deslastre sin tratar de con una capacidad
mínima suficiente para permitir una operación desahogada de la
terminal.
-
Planta de tratamiento de residuos con una capacidad suficiente
para que no se produzcan retrasos en la normal operación.
3.5.2. Tratamiento de vertidos accidentales.
Otro condicionante para la elección de la zona de proyecto de una
instalación de este tipo es la posible incidencia de vertidos accidentales
sobre la costa adyacente a la terminal.
Para ello es necesario hacer un estudio, en función de las condiciones
medioambientales reinantes en la zona, de la posible deriva del vertido
accidental producido, poniendo además los medios necesarios para
contener el mismo, caso de que el accidente llegase a producirse.
A continuación se hace referencia a los requisitos exigidos por la
legislación medioambiental en cuanto a las relaciones entre los buques y
las autoridades portuarias, en lo relativo a la seguridad de las maniobras
de carga y descarga.
•
El operador de la Terminal cuidará de que se cumpla la legislación
aplicable en lo relativo a buques y puertos, en especial la siguiente:
-
RD 145/1989, por el que se aprueba el Reglamento de
Admisión, Manipulación y Almacenamiento de Mercancías
Peligrosas en los Puertos.
-
RD 1253/1997, sobre condiciones mínimas exigidas a los
buques
20
que
transporten
mercancías
peligrosas
o
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
contaminantes, con origen o destino en puertos marítimos
nacionales.
•
Asimismo, la empresa que realice las operaciones de carga y
descarga nombrará un consejero de seguridad, de acuerdo con las
obligaciones y responsabilidades descritas en la ley (RD 1566/1999
y Orden de 21 de octubre de 1999).
•
De acuerdo al Artículo 61 de la Ley 27/1992 de Puertos del Estado
y de la Marina Mercante, deberá elaborarse una Memoria de
Procedimientos y Medios de Prevención y Lucha contra la
Contaminación Marina Accidental en Terminales, y un Plan de
Contingencias. Dicha Memoria y Plan de Contingencias deberán
presentarse a la Administración antes de la construcción, en un
plazo a determinar por las autoridades competentes, por lo que no
forma parte del actual proyecto para solicitud de autorización
administrativa.
En la Memoria se describirá lo siguiente:
-
los procedimientos operativos de prevención de derrames:
utilización de skimmers, absorbentes y dispersantes, tendido de
cercos de contención, etc.
-
los
medios
materiales
de
prevención
y
lucha
contra
la
contaminación marina: cercos de contención, recuperadores
mecánicos
(skimmers),
material
absorbente,
dispersantes
y
equipos de aplicación, embarcaciones, etc. En los campos de
boyas el despliegue de dichos medios materiales se realizará
desde barcazas provistas a tal efecto.
-
medios humanos a cargo de las operaciones de prevención y lucha
contra la contaminación marina.
21
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
En el Plan de Contingencia se establecerá lo siguiente:
-
un nivel mínimo de equipo preemplazado de lucha contra los
derrames de hidrocarburos, en función de los riesgos previstos, y
programas para su utilización.
-
un programa de ejercicios para las organizaciones de lucha contra
la contaminación por hidrocarburos y de formación del personal
pertinente.
-
planes pormenorizados y medios de comunicación para hacer
frente a un suceso de contaminación por hidrocarburos. Tales
medios estarán disponibles de forma permanente.
-
un mecanismo o sistema para coordinar la lucha contra un suceso
de contaminación por hidrocarburos, incluidos, si procede, los
medios que permitan movilizar los recursos necesarios.
3.5.3. Afecciones medioambientales de la normal operación.
Las afecciones medioambientales de la construcción de una terminal de
este tipo son mínimas, ya que la obra civil de la misma consiste
únicamente en el tendido (sobre el fondo o en zanja) de la tubería
submarina de transporte hasta tierra, y el resto de elementos (boyas,
cadenas, anclas, manifold, etc) son fácilmente desmontables.
Por otra parte, la normal operación de una terminal de este tipo,
solamente produce una ocupación de espacio y una alteración temporal
del paisaje sin causar ninguna alteración sobre el medio ambiente
submarino ya que la operación se realiza en superficie.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
4. RESULTANTE DE LAS ACCIONES AMBIENTALES SOBRE EL
BUQUE.
Una vez determinada la configuración y dimensiones de la terminal es
necesario realizar un diseño de detalle de los elementos resistentes
constitutivos del mismo, amarras, anclas, boyas, cadenas, etc, de acuerdo
con las condiciones externas reinantes y los limites de utilización.
La metodología a seguir es la siguiente:
-
Selección de las acciones a las que esta sometida la instalación.
Dentro de todas las acciones a posibles que podrían intervenir en
el cálculo se suelen seleccionar solo tres, oleaje, vientos y
corrientes, ya que entre ellas aglutinan casi el 100% de las
acciones existentes en este tipo de instalaciones, pudiendo
considerarse menores el resto de acciones posibles.
-
Elección de los valores extremos de las acciones de acuerdo con el
cuadro de condiciones medioambientales limite de la prenorma
ROM 3.1-99 ya presentado con anterioridad.
-
Elección de las situaciones más desfavorables para el cálculo:
direcciones de incidencia de las acciones sobre el buque; situación
de carga del buque; y combinación pésima de acciones.
-
Determinación de las tensiones transmitidas a las amarras del
buque en las distintas hipótesis.
-
Elección de la tensión máxima de cálculo para las amarras del
buque dentro de las distintas hipótesis estudiadas.
-
Cálculo de las boyas, cadenas, anclas, etc para esa tensión.
23
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
En este apartado se presenta la metodología de evaluación de las
acciones externas que actúan sobre el buque de proyecto aplicando los
criterios expuestos en las Recomendaciones para el Proyecto y
Construcción de Accesos y Áreas de Flotación (ROM 3.1.- 99), de Puertos
del Estado.
Las acciones externas actuantes sobre el buque de proyecto amarrado a
la instalación son básicamente tres:
♦
Viento
♦
Acción de las Corrientes
♦
Oleaje
4.1. Vientos.
Los esfuerzos resultantes de las presiones del viento sobre los buques se
calculan según la formulación que se presenta a continuación obtenidos
de la ROM 3.1.-99.
24
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
4.2. Corrientes
Los esfuerzos que la acción de las corrientes ejercen sobre un buque son
de tres tipos: esfuerzos de presión, esfuerzos de fricción, y esfuerzos
inducidos por fenómenos de inestabilidad dinámica que dan lugar a
oscilaciones laterales autoexcitadas (efecto “flutter”).
31
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Estos
últimos
son
de
difícil
formulación
matemática
haciendo
imprescindible su determinación mediante ensayos sobre modelos. No
obstante, y a efectos del presente cálculo, estos esfuerzos no han sido
considerados.
Este
efecto
adquiere
importancia
en
casos
muy
específicos.
Los esfuerzos resultantes de las fuerzas de presión y fricción, pueden
discretizarse en un caso general, en dos fuerzas horizontales, una en
sentido longitudinal al buque, y otra en sentido transversal, aplicadas
ambas en el centro de gravedad del mismo, y un momento de eje vertical.
A continuación se presenta la formulación propuesta por la ROM 3.1.-99.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
4.3. Oleaje
La formulación propuesta por la ROM 3.1-99 para tener en cuenta la
acción del oleaje sobre el buque amarrado, considera los esfuerzos del
oleaje como la resultante de las presiones del fluido sobre el casco del
buque producidas por un oleaje regular incidente.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
5. ELEMENTOS PROPIOS DE UNA MONOBOYA.
Las monoboyas son manufacturas sujetas a patente por lo que no es
posible realizar un diseño independiente de las directrices de cada
fabricante. Por ello, el diseño de la misma por el proyectista de la
instalación no es posible.
Sin embargo el proyectista debe conocer las características generales de
estos elementos para poder incorporarlos al proyecto global de una
instalación de carga-descarga y diseñar adecuadamente los elementos de
anclaje al fondo (cadenas y anclas).
Una monoboya, como ya se expuso, es un cilindro compartimentado que
dispone, además de la estructura de flotación y atraque para el buque, de
todo el sistema de mando y control de válvulas y conexiones tanto al
barco como a la conducción submarina de conexión con tierra. Se
incluyen además en la misma elementos de protección catódica de la
tubería, sistemas de seguridad, balizamiento y señalización, etc,
necesarios para la carga-descarga del fluido.
Una monoboya tiene una aspecto como el siguiente:
41
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
6. ELEMENTOS PROPIOS DE UN CAMPO DE BOYAS.
Los únicos elementos propios de un campo de boyas son las boyas
propiamente dichas, ya que el resto de elementos –cadenas, anclas,
manifold, etc- son comunes a ambos tipos de terminales.
Las boyas de un campo de boyas no son mas que un cilindro
compartimentado y hueco con un densidad aparente de aproximadamente
0.3. Estos elementos deben diseñarse de acuerdo con la tensión máxima
transmitida por las amarras de forma que siempre queden al menos 3/4
de la altura de la misma emergida con la finalidad de poder enganchar y
desenganchar a las mismas las estachas del barco.
El aspecto exterior de un boya de 4.5 metros de diámetro es el siguiente.
42
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Sobre estas boyas se dispone únicamente un sistema mecánico
correspondiente al un mecanismo de enganche y desenganche rápido
como el que se presenta a continuación.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
7. ELEMENTOS COMUNES A CAMPOS DE BOYAS Y MONOBOYAS.
A continuación se exponen otros aspectos del diseño de algunos
elementos que están presentes en ambos tipos de terminales.
7.1. Manifold.
El manifold en el elemento final de la conducción submarina tanto en el
caso de monoboya como en el campo de boyas, y, además, el elemento
de unión entre las boyas sumergidas y las boyas flotantes de las que se
hablará a continuación.
Este elemento consta de dos partes separadas, un muerto de hormigón y
un sistema mecánico de valvulería y conexiones entre la tubería principal
y las mangueras submarinas.
En los siguientes esquemas se puede apreciar la estructura del sistema
mecánico de un manifold que conecta una única tubería submarina
principal con cuatro mangueras flexibles que suben hasta la superficie.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
7.2. Mangueras.
Existen dos tipos de mangueras en este tipo de instalaciones, unas fijas y
otras desmontables.
Las mangueras fijas están siempre unidas al extremo del manifold y su
otro extremo se une a un boyarín en el caso de campo de boyas o la
monoboya en si misma. Este elemento permanece siempre sumergido,
siendo en el momento de la carga o la descarga del buque cuando se
conecta a las tuberías flotantes que van hasta el barco y de las que
hablamos a continuación.
Las mangueras fijas sumergidas están constituidas por elementos
plásticos y metálicos flexibles que tienen la doble función de resistir los
esfuerzos y de ser impermeables.
Por otra parte las mangueras desmontables son las que unen la
monoboya o el extremo superior de las mangueras sumergidas con el
buque. Estas mangueras además de las funciones de resistencia a los
esfuerzos e impermeabilidad tienen que ser flotantes.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Estas mangueras flotantes se montan y desmontan por tramos en cada
operación de carga o de descarga.
El aspecto de estas mangueras flotantes en el caso de una monoboya se
muestra a continuación.
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
7.3. Elementos de anclaje.
Los elementos comunes de anclaje de campos de boyas y monoboyas
son las cadenas y las anclas. A continuación se hace una breve
descripción de estos elementos.
7.3.1 Anclas.
El punto de anclaje es el elemento que asegura los elementos de
superficie del descargadero a una referencia fija ubicada en el lecho
marino. Los métodos de anclaje pueden ser de distintos tipos:
Peso muerto: Es el anclaje más primitivo que existe. La fijación a un
determinado punto se fundamenta en su peso y en cierto grado de
rozamiento con el fondo. Hoy en día los materiales más utilizados en la
fabricación de pesos muertos son el acero y el hormigón.
Ancla convencional: Es el tipo de anclaje más utilizado en los
descargaderos de boyas. Esta diseñado para penetrar en el fondo, parcial
o completamente, y su capacidad de agarre la consigue movilizando la
resistencia pasiva del terreno. Es un tipo de anclaje muy apto para resistir
grandes esfuerzos horizontales pero no tanto para esfuerzos verticales.
48
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Pilotes: El pilote es un tubo hueco de acero que se hinca en el lecho
marino mediante un martillo perforador o un vibrador. La capacidad de
agarre se genera por el rozamiento del terreno a lo largo del pilote y por la
resistencia lateral del suelo. Normalmente, para conseguir la resistencia
necesaria es preciso hincar el pilote a una gran profundidad. Los pilotes
resultan aptos para resistir tanto esfuerzos horizontales como esfuerzos
verticales.
Ancla de Succión: El ancla de succión es un tubo hueco de acero análogo
a un pilote pero de mucho mayor diámetro. El ancla de succión se
introduce en el lecho marino mediante una bomba ubicada en la parte
superior del tubo que crea un diferencial de presión. Cuando la presión
49
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
dentro del tubo es menor que la presión exterior, el tubo es succionado y
penetra en el terreno. Después de instalado la bomba es extraída.
Análogamente al pilote, la capacidad de agarre de una ancla de succión
se genera por el rozamiento del terreno a lo largo del pilote y por la
resistencia lateral del suelo.
Ancla de carga vertical: Se trata de un método de anclaje análogo en su
instalación al ancla convencional, pero que penetra mucho más profundo
en el lecho marino. Tiene dos posiciones, la de instalación, y la de carga
vertical. Una vez instalado se cambia al modo de carga vertical y es capaz
de soportar tanto cargas verticales como horizontales.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Las anclas convencionales se caracterizan por su factor de eficiencia,
entendido como la relación entre la capacidad de agarre y su peso propio,
es decir un factor de eficiencia de 8 quiere decir que el ancla es capaz de
soportar esfuerzos de hasta 8 veces su peso propio sin moverse.
Capacidad de agarre = peso ancla x factor de eficiencia
La norma británica (BS 6349 : part 6 : 1989, Design of inshore moorings
and floating structures) da la siguiente tabla del factor de eficiencia de los
distintos tipos de anclas.
Eficiencia aproximada de distintos tipos de ancla
Tipo de ancla
Suelos pobres
Suelos buenos
Fangos y arcilla
blanda
Arena y arcilla
consistente
Anclas de peso muerto
0.3
a
0.5
Anclas sin cepo
2.0
a
5.0
Anclas con cepo
5.0
a
10.0
Anclas de alto poder de agarre
10.0
a
30.0
La capacidad de agarre de un ancla resulta de la combinación de los
siguientes parámetros:
A – el peso propio del ancla
B – el peso del suelo alterado
C – el rozamiento del suelo alterado según las líneas de fractura
D – el rozamiento entre la superficie de la uña o cabeza y el fondo
E – la capacidad de aguante de la caña del ancla y la línea de fondeo y el
rozamiento de esta con el fondo.
51
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Parámetros que afectan a la capacidad de agarre de un ancla
La elección del tipo de ancla más apropiado para cada situación depende
en gran parte del tipo de terreno que conforma el fondo. Los tipos de
terreno del lecho marino se pueden dividir básicamente en:
-
Fangos y limos, ofrecen una baja resistencia y presentan una
consistencia muy desigual.
-
Arenas, se alcanzan óptimos grados de eficiencia en la capacidad
de agarre cuando el ancla está bien diseñada.
-
Fondos rocosos, donde es muy difícil movilizar la resistencia pasiva
del terreno y el peso propio del ancla es su principal activo.
Otro de los factores que determina la eficiencia y capacidad de agarre de
un ancla convencional, es el ángulo que forman los dos elementos
estructurales básicos: la caña y la uña.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
En fondos normales arenosos, y suelos duros, el ángulo entre la caña y la
uña deberá ser de unos 32º. En fondos fangosos, un ángulo en torno a los
50º es el que ofrece una óptima penetración. En suelos duros, un ángulo
de 50º obstruye la penetración y el ancla tropezará, se vencerá a un lado,
y deslizará.
El rendimiento de un ancla se caracteriza por su capacidad en primer
lugar de penetrar en el terreno gracias a la uña, y en segundo lugar de
mantener una resistencia continua al avance o deslizamiento una vez
enclavado en el fondo.
Las anclas de gravedad o de peso muerto son las que presentan menor
grado de eficiencia, mientras que las modernas anclas de alto poder de
agarre son las que mayor eficiencia tienen ya que se diseñan para
conseguir una gran penetración en el lecho marino de forma que se
movilice la resistencia pasiva del terreno.
Existen muy diversos tipos de anclas que se utilizan en la industria
offshore, a continuación se incluye una muestra:
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Ancla tipo Hall
Ancla de arado o tipo CQR
Ancla tipo Danforth
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Ancla tipo Bruce
Ancla de alto poder de agarre (HPP) AC-14
Ancla de alto poder de agarre VICINAY OFFDRILL II
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Ancla de alta poder de agarre Stevshark MK-5
En la tabla de dimensiones de este moderno modelo de ancla se puede
observar que se fabrican con pesos de hasta 65 Tn, lo que supone una
capacidad de agarre, suponiendo un grado de eficiencia de 10, de 650 Tn.
7.3.2. Cadenas.
La forma tradicional de anclaje de elementos flotantes en aguas someras
es mediante cadena o cable, sin embargo, a medida que la profundidad
aumenta, el ángulo de la catenaria aumenta y con ello las tensiones. El
incremento de tensión en la superficie ha de compensarse de dos
maneras posibles: Reduciendo el peso flotante o aumentando la flotación.
Los elementos más frecuentemente usados en líneas de anclaje son
cadenas, cables pesados y cables ligeros.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Cadenas.
Las cadenas son elementos mecánicos flexibles, compuestos de
eslabones, que conectan y amarran diferentes tipos de estructuras
flotantes con puntos de anclaje.
Existen dos tipologías de cadenas: las simples (Studless) y las
compuestas (Studlink). La diferencia entre ambas radica en que las
segundas poseen un elemento rigidizador de unión entre lados opuestos
del eslabón (Ver figura), mientras que las primeras carecen de él.
Eslabones de cadenas tipo Studlink
El elemento de unión produce una mejor distribución de tensiones y en
consecuencia una deformación remanente menor. Las cadenas clásicas
tienen una mayor elasticidad dado que poseen un módulo elástico menor
que las de tipo Studlink. En un principio, la pieza de unión se instaló para
evitar el contacto entre eslabones salteados, reduciendo los impactos que
se producen y de esta forma alargando la vida útil de la cadena.
El uso de cadenas es ideal cuando se necesitan grandes resistencias o se
prevé una abrasión excesiva de la línea, creándose líneas de anclaje
mixtas compuestas de un cable de unión con el elemento flotante y en la
zona inferior, donde podrían producirse contactos con el fondo, se
introduce un tramo de cadena de acero, aumentando la vida útil de la
instalación de unos cinco años aproximadamente
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Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Eslabón simple
Eslabón compuesto
Cables.
También se emplean cables como partes de una línea de anclaje, entre
los que existen varias tipologías, clasificadas en dos grupos principales
descritos a continuación: los cables pesados y los ligeros. Esta distinción
se realiza también a la hora del cálculo de la línea.
a) Cables pesados.
Los cables metálicos se usan extensivamente en líneas de anclaje.
Tienen buenas prestaciones, son fáciles de colocar y no son
excesivamente caros. En algunas circunstancias se emplean para resistir
mordiscos de peces. Tienen un peso inferior por unidad de longitud, para
una misma resistencia, que la cadena y su elasticidad es mayor.
En las figuras siguientes se puede apreciar que los cables están
constituidos por numerosos alambres de acero con características
especiales y torcidos en cierta forma, para obtener en conjunto, la mayor
resistencia, flexibilidad y, como consecuencia, seguridad en el servicio.
La construcción de cables abarca una gran amplitud de combinaciones y
tipologías, como se observa en las imágenes superiores.
58
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
El alma de los cables suele ser de fibra, un cable independiente o un
torón. La función principal del alma es la de servir de guía a la hora del
confeccionamiento del cable, recordando que una buena elección del
mismo será factor determinante de las propiedades del cable, puesto que
la resistencia conjunta dependerá de la resistencia de sus elementos y del
proceso de construcción. En cualquier caso, el límite elástico es el factor
de diseño más importante generalmente obtenido de forma experimental
mediante ensayos normalizados a partir de los que se obtiene su
resistencia nominal, diferente de la resistencia real del cable.
Las propiedades más importantes de los cables son:
-
Resistencia: La resistencia de un cable se suele expresar como
resistencia nominal que viene dada por el fabricante. Al someter el
cable a ensayo, éste debe romperse cando se somete a una tensión
igual – o mayor – que la indicada por el fabricante. Un cable no debe
trabajar nunca bajo esfuerzos próximos a su resistencia por razones
de seguridad y por efectos de pérdida de resistencia a lo largo del
tiempo.
-
Fatiga: Las roturas por fatiga más frecuentes son en casos de
extremidades dobladas en ángulo recto o cables sometidos a
repetidos ciclos de carga y descarga. La resistencia a la fatiga
aumenta con el número de hilos o torones de un cable. Hay que tener
presente que, al hablar de fatiga de un cable, se entiende en primer
lugar la derivada de la propia estructura u organización del cable, pero
59
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
también hay que considerar la fatiga del propio material de
constitución del mismo.
-
Aplastamiento: El aplastamiento es el efecto que ejerce una presión
exterior sobre un cable.
-
Pérdida de metal o deformación: En el caso de cables está referido
fundamentalmente a las fibras exteriores, su deformación o abrasión
hace disminuir la resistencia de la totalidad del cable.
Los cables metálicos se usan extensivamente en líneas de anclaje.
Tienen buenas prestaciones, son fáciles de colocar y no son
excesivamente caros.
Cables preparados
Los aceros inoxidables se emplean para evitar la corrosión y la
composición más frecuente es 18-8 (18%cromo, 8% níquel) pero su
mayor desventaja es una menor resistencia a la fatiga. También se han
empleado cables no - ferrosos de poca longitud, compuestos de
aleaciones de cobre, níquel y titanio, ofreciendo un buen comportamiento
frente a la corrosión a expensas de sus propiedades mecánicas (Menor
resistencia y dureza) y a un coste más elevado.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Una media de protección contra la corrosión es el empleo de aceros
inoxidables y cables galvanizados que se utilizan de forma corriente en
líneas de anclaje, existiendo dos técnicas de galvanizado diferentes: La
primera consiste en efectuar un recubrimiento de zinc en un cable de
determinado diámetro nominal de un 10% aproximadamente, en cuyo
caso aumenta su diámetro y baja la resistencia global del cable
comparada con otro cable del mismo diámetro que el resultante. La otra
técnica consiste en una galvanización por hilos, con recubrimientos más
finos; en estos casos la resistencia de un cable de un determinado
diámetro es análoga a la de uno no galvanizado.
Igual de importante es la terminación de los cables en los puntos de
anclaje, ya sean finales o intermedios, como por ejemplo para insertar
instrumentación. En estos puntos, la concentración de tensiones y/o la
incompatibilidad de materiales, entre otros, pueden ser causa de rápido
deterioro de la línea y en consecuencia, de su pérdida de funcionalidad,
seguridad o rotura repentina.
b) Cables ligeros.
En la actualidad, las fibras tienen una creciente importancia en la
ingeniería de costas, las nuevas fibras tienen módulos de elasticidad
similares al del acero y con resistencias superiores, son más ligeras, más
fáciles de plegar y transportar y con una necesidad inferior de personal
para
su
manipulación.
Algunas
también
presentan
mejores
comportamientos frente a la fatiga que las metálicas, pero de momento su
alto precio repercute en el empleo generalizado substituyendo las
cadenas y cables metálicos.
Los cables ligeros tienen un peso propio despreciable, suelen estar
hechos de fibras sintéticas tipo nylon y la tendencia actual es la
introducción en el mercado de fibras con compuestos orgánicos.
61
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Los materiales empleados suelen ser Nylon, poliester, polipropileno y
polietileno, aunque se siguen introduciendo en el mercado nuevas fibras
para líneas de anclaje generalmente registradas.
Las fibras de nylon (poliamida) han sido empleadas desde los años 50, su
baja rigidez las ha hecho idóneas para casos en los que se necesite una
gran extensión de la cuerda, sin embargo, una pérdida de un 10% de la
resistencia de la fibra (abrasión interna entre las propias fibras) puede
acarrear una pérdida de un 20% de resistencia de una cuerda
aproximadamente. También pierde resistencia con los ciclos de carga,
haciendo las líneas de anclaje de corta vida y en consecuencia inviables
para una utilización de líneas de anclaje profundas y permanentes. Por el
contrario, las fibras de poliester son resistentes a la fatiga y con los
nuevos poliester de alta calidad empleados en la actualidad se han
conseguido que sean tan resistentes como el nylon. Están desplazando
lentamente a las cuerdas de nylon y son aptas para grandes
profundidades. Existen fibras de propileno que son más ligeras que el
agua y son más económicas que las dos anteriores pero su pérdida de
resistencia en ciclos cortos de carga las hace inviables para líneas de
anclaje de gran profundidad y pueden presentarse combinadas con fibras
de poliester.
En la actualidad se tiende hacia otro tipo de fibras denominadas fibras de
alta resistencia que se van empleando crecientemente en decremento de
los cables pesados. La ventaja principal radica en que son más ligeras y
requieren menos personal para manipular la línea, disminuyendo en
consecuencia el riesgo de accidentes. Otras ventajas son su indiferencia
ante la corrosión y el no empleo de grasas para su manipulación. Por el
contrario, el mayor inconveniente para su comercialización en la
actualidad es su alto coste.
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Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
A continuación se incluye un gráfico comparativo entre diferentes
tipologías posibles de líneas de anclaje.
Comparación entre diferentes tipologías de líneas
7.4. Tuberías submarinas.
El cálculo de las tuberías submarinas, una o varias, que conectan el
manifold con los depósitos de recepción en tierra, comprende las
siguientes partes:
-
Cálculo hidráulico de la conducción. A partir de las características
físicas del fluido y de las potencias instaladas en las bombas del
barco y de tierra, y después de un cálculo hidráulico complejo que
tiene en cuenta la pérdida de temperatura del fluido a lo largo del
transporte (y el correspondiente cambio de viscosidad), se extraen
los datos de diámetro necesario para la tubería principal, así como
otros de segundo orden como características del revestimiento
térmico de la tubería, diámetros de mangueras, etc.
63
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
-
Cálculo mecánico de la conducción que sirve para comprobar la
resistencia de la tubería a las presiones interiores y exteriores, así
como a los distintos esfuerzos mecánicos inducidos por otras
acciones exteriores a lo largo del trazado. De este cálculo se
obtiene el espesor de la tubería, las características mecánicas del
material empleado, y el peso del revestimiento de lastrado de la
tubería para evitar que esta flote.
-
Diseño del tendido de la tubería. Mediante el cual se define si la
tubería se tiende sobre el fondo dejándola en contacto directo con
el agua (con el correspondiente aumento de la perdida de
temperatura del fluido a lo largo del trazado) o si por el contrario se
instala en zanja.
En cualquier caso la estructura de la sección de una tubería de este tipo
tiene, desde el interior hacia el exterior, las siguientes partes:
-
Tubería de acero, que es la que resiste la totalidad de los
esfuerzos.
-
Revestimiento anticorrosivo, para evitar que la tubería de acero sea
atacada por el agua marina y generalmente de formado por
materiales bituminosos o plásticos.
-
Aislamiento térmico, formado por materiales mas o menos
esponjosos de origen plástico o bituminoso o bien el propio
hormigón de lastrado.
-
Revestimiento de lastrado. Formado, generalmente, por hormigón
en masa fraguado en obra tras la instalación de las capas
anteriores.
-
Otras capas separadoras de las anteriores formadas por films
plásticos.
64
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7.4.1. Cálculo hidráulico.
Los datos de base que se deben recopilar para abordar un cálculo de este
tipo son los siguientes:
- Relativos al emplazamiento.
-
Longitud de la conducción desde el manifold hasta los
depósitos en tierra.
-
Altura geométrica a superar desde el nivel de las bombas
del buque hasta el nivel máximo del fluido en los depósitos.
-
Velocidad
del
viento
y
de
la
corriente,
así
como
temperaturas medias del aire y del agua. Estos datos
intervienen en los cálculos de perdidas de temperatura y
cambios de la viscosidad.
-
Conductividad térmica de la arena húmeda en caso de estar
la tubería enterrada (se puede tomar igual a 2.5 Kcal/m·h·ºC).
-
Relativos al buque.
-
Altura de bombas respecto al nivel del agua con buque a
máxima carga.
-
Caudal máximo, que oscila, que puede llegar hasta 3.000
m3/h.
-
Presión mínima salida de bombas, normalmente alrededor
de los 80 m.c.l.
-
-
Tª máxima salida de bombas, como máximo 65 ºC.
Relativos al fluido. Estos datos dependen del tipo de fluido
(crudo, Gas-Oil, Fuel-Oil, etc). En el caso de Fuel-Oil de Bajo
Indice de Azufre sus características son los siguientes,
65
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
Parámetro
Uds.
Valor
ºC
106
Poder Calorífico Superior (PCS)
kcal/kg
10.328
Poder Calorífico Inferior (PCI)
kcal/kg
9.712
Densidad Máxima a 15 ºC
t/m3
0.970
Viscosidad a 40 ºC
cSt
800
Viscosidad a 50 ºC
cSt
400
Coef. dilatación térmica
1/ºC
0.00004
Conductividad térmica
Kcal/m·h·ºC
0.119
Calor especifico a 15 ºC
Kcal/m·h·ºC
0.425
Calor especifico a 40 ºC
Kcal/m·h·ºC
0.450
Punto de Inflamación Mínimo
Análisis inmediato
-
-
Valor (%)
C
86
H2
11
S
1
N2
0,80
O2
0,5
H2O
0,40
Cenizas
0,02
Relativos a la conducción.
-
Diámetro nominal tubería.
-
Radio interior.
-
Espesor de cálculo.
-
Rugosidad interior.
-
Conductividad térmica.
Relativos al aislante térmico de la tubería.
-
66
Componente
Espesor (sobre tubo).
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
-
Conductividad térmica a diferentes temperaturas, que en caso
de poliuretano (muy utilizado en la parte emergida de la
conducción) es de:
Conductividad Térmica
Uds.
Valor
a 10ºC
Kcal/m·h·ºC
0.0150
a 30ºC
Kcal/m·h·ºC
0.0175
a 50ºC
Kcal/m·h·ºC
0.0195
Y en el caso de hormigón (muy utilizado en la parte
sumergida de la conducción) es de 1.3 Kcal/m·h·ºC,
independientemente de la temperatura.
A partir de los datos base recopilados se realiza el cálculo hidráulico con
alguna de las formulaciones existentes para el cálculo de movimientos de
fluidos de viscosidad variable por tubería.
El resultado obtenido por este tipo de cálculos es como el siguiente, en
donde se aprecia como varían la temperatura y la viscosidad del fluido a
lo largo de la conducción.
Pk
(Km)
Temperatura Viscosidad
Media (ºC)
(cSt)
0
60
218.6
0.2
59.95
219.26
0.4
59.89
219.92
0.6
59.84
220.58
0.8
59.79
221.25
1
59.73
221.92
1.2
59.68
222.58
1.4
59.63
223.25
1.6
59.58
223.92
1.8
59.52
224.6
1.89
59.5
224.9
2.09
59.49
224.97
2.29
59.49
225.06
2.34
59.48
225.08
Numero
Velocidad
Reynolds
(m/s)
6647.1
2.38
6627.1
2.38
6607.2
2.38
6587.3
2.38
6567.5
2.38
6547.8
2.38
6528.2
2.38
6508.6
2.38
6489.1
2.38
6469.5
2.38
6460.8
2.38
6458.8
2.38
6456.3
2.38
6455.7
2.38
Perdida de Carga total
(m.c.l.)
(Kg/cm2)
0
0
3.28
0.32
6.57
0.64
9.86
0.95
13.15
1.27
16.45
1.59
19.74
1.91
23.04
2.23
26.34
2.55
29.65
2.87
31.14
3.01
34.45
3.33
37.75
3.65
38.58
3.73
67
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
La perdida total de carga resultante debe ser soportada por el bombeo
aplicado en origen y la diferencia geométrica entre las bombas del buque
y los depósitos de recepción del fluido en tierra.
7.4.2. Cálculo mecánico.
Los métodos de cálculo presentados a continuación están tomados de las
siguientes normativas internacionales: API RP-1111, y ASME B.31-4.
Los datos base necesarios para el cálculo son los siguientes:
Relativos al emplazamiento:
-
-
Profundidad máxima alcanzada en fondo marino.
-
Enterramiento de la generatriz superior del tubo.
-
Densidad del agua de mar, normalmente 1.0265 gr/cm3.
Relativos a la tubería:
-
- Diámetro nominal.
- Espesor del tubo de acero.
- Límite elástico del acero del tubo.
-
Carga rotura del acero del tubo.
- Módulo de Young del acero del tubo.
- Módulo de Poisson del acero del tubo.
-
Peso específico del acero del tubo.
- Espesor recubrimiento anticorrosivo.
-
Densidad recubrimiento anticorrosivo.
- Espesor hormigón de lastrado.
68
-
Densidad hormigón de lastrado saturado de agua.
-
Resistencia característica hormigón de lastrado.
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
- Otros datos:
-
Densidad del fluido.
-
Presión máxima de servicio.
A partir de estos datos la comprobación mecánica de la tubería
comprende cinco partes:
-
Acciones estáticas.
-
Acciones dinámicas.
-
Análisis tensional.
-
tensiones circunferenciales.
-
tensiones longitudinales.
-
tensiones tangenciales.
-
tensiones combinadas.
-
Efectos de la presión hidrostática.
-
Estabilidad a la flotación.
a) Acciones estáticas.
Son acciones características básicas para la comprobación del diseño y
afectan de forma constante en el tiempo, o bien tienen variaciones de muy
baja amplitud y frecuencia (presión interior del fluido). De acuerdo con los
datos básicos expuestos son las siguientes:
Peso tubería submarina
Gs (Kg/m)
Peso del fluido
Gf (Kg/m)
Flotación
F (Kg/m)
Presión del fluido
Pi (Kg/cm2)
Presión hidrostática ext.
Ph (Kg/cm2)
69
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
En donde: la flotación, F, es la acción vertical ascendente por metro lineal
de tubería ejercida sobre ésta por el empuje hidrostático; el valor máximo
de presión interior debido al fluido transportado, Pi, es el de la presión
máxima de servicio; y Gs es el peso de la tubería submarina en vacío y en
seco incluyendo acero, revestimiento anticorrosivo y revestimiento de
lastrado de hormigón.
b) Acciones dinámicas.
Son acciones variables en el tiempo, a saber, de desplazamiento y
levantamiento debidas al oleaje y a las corrientes. Normalmente, y debido
a que la tubería esta enterrada, no existen acciones de este tipo.
c) Análisis tensional.
En este apartado se revisan los valores máximos que asumen en todo el
recorrido submarino de la tubería las tensiones circunferenciales,
longitudinales y tangenciales, así como las tensiones principales que
surgen de su combinación; a efectos de verificar que se mantienen dentro
de los límites fijados por la Norma ASME B31.4 para el acero de la
tubería.
Además, se desprecia la colaboración del hormigón de lastrado.
Tensiones circunferenciales
La ASME B 31.4 exige que se cumpla la siguiente relación:
S h = ( Pi - Pe ) x
70
D
≤ 0.72 x S x E
2t
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
en donde:
Sh = Tensión circunferencial.
Pi = Ph = Presión interna de diseño.
Pe = Presión hidrostática.
D = Diámetro exterior nominal del tubo de acero.
T = Espesor nominal del tubo de acero.
S = Límite elástico del acero del tubo.
E = Factor de soldadura, que depende del tipo de acero utilizado.
Tensiones longitudinales.
Las tensiones longitudinales que sufre el tubo, debidas tanto a esfuerzos
de flexión en distintos planos como a esfuerzos de tracción o compresión,
son causadas por diversas acciones y situaciones actuando aisladamente
o bien en forma combinada según el tramo que se considere.
De esta forma habría que considerar en un caso general:
-
Flexión en el plano vertical (σ'), debido a las acciones verticales
actuantes en los tramos no apoyados en forma continua sobre el
fondo.
-
Flexión en el plano horizontal (σ''), debidas a flexión en el plano
horizontal en dos tipos de tramos: vanos libres sobre los que se
ejercen acciones horizontales; y tramos de trazado curvo.
-
Esfuerzos de tracción/compresión (σ''').
Normalmente, y debido a que el trazado no presenta grandes curvas y se
encuentra enterrado, solamente se calculan esfuerzos debidos a traccióncompresión.
71
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
El tubo está completamente restringido en su posibilidad de desarrollar
movimientos axiales en los tramos enterrados. Esta restricción se genera
en la fricción con el terreno que se desarrolla y se acumula en toda la
longitud del tubo. Al ser la restricción total, se generan esfuerzos de
tracción o compresión axial debido a las variaciones térmicas y a la
presión del fluido transportado. Estos esfuerzos son mayores cuanto
mayor es la diferencia de temperatura con respecto a la de la instalación y
mayor la diferencia de presión entre el interior y exterior del tubo.
Se considera, como valor extremadamente alto, una diferencia máxima
posible ∆T de 10º C con respecto a la temperatura de instalación, la
presión interior igual a la presión máxima de servicio y la presión
hidrostática correspondiente a la profundidad máxima.
Así, la máxima tensión longitudinal de tracción o compresión σ''', es:
σ ,,, = v x (P.M.S. - Pe ) x
D
- E x α x ∆T
2 xt
En donde:
PMS =
Presión Máxima de Servicio
E
=
Módulo de Young del acero del tubo
υ
=
Módulo de Poisson del acero del tubo
α
=
Coeficiente de dilatación térmica del acero del tubo
Se obtienen los máximos negativos para la tubería en vacío y ∆T positiva
(calentamiento).
Con lo cual, en un caso general, las tensión longitudinal resultante extrema,
SL, es:
2
,,,
2
S L = σ + _ ( σ , ) + ( σ ,, )
72
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
Es decir, SL = σ'''
De acuerdo con la API RP 1111, debe cumplirse que, ¡Error! Marcador no
definido.SL ≤ 0,80 x S, siendo S el límite elástico del acero del tubo.
Tensiones tangenciales.
Normalmente, al estar sustentado en forma continua (enterrado) y a la
ausencia de esfuerzos relativos de torsión, no se desarrollan tensiones
tangenciales significativas
Tensiones combinadas.
Según la Norma API RP 1111 debe cumplirse la siguiente desigualdad a
partir del criterio de comparación de Von Mises.
2
2
2 1/2
SC = (SL - SL x Sh + Sh + 3 C ) ≤ 0,9 x S
Para cada punto de cada sección en cada combinación posible de
solicitaciones en estado de operación, siendo:
- SC=
Máxima tensión combinada de Von Mises¡Error! Marcador
no definido.
- SL =
Máxima tensión longitudinal
- Sh =
Máxima tensión circunferencial
-C =
Máxima tensión tangencial
-S =
Límite elástico del acero del tubo
73
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
d) Efectos de la presión hidrostática.
Cuando la presión hidrostática es mayor que la presión interior en la tubería
(en vacío), pueden producirse en determinadas situaciones el colapso
global.
De acuerdo con la API-RP1111 la seguridad frente al fenómeno de colapso
de la tubería a causa de la presión hidrostática estará garantizada cuando
se cumpla que:
PC > 1.5 x Ph
siendo:
- PC = Presión a la que se produce el colapso (presión de colapso).
- Ph = Presión hidrostática máxima.
Para calcular la presión de colapso, la norma citada recomienda la
siguiente expresión:
PC =
Py x Pe
0,5
( P 2y + Pe2 )
Donde Pe y Py son respectivamente la presión elástica de colapso y la
presión de fluencia en el colapso que surgen a su vez de las siguientes
fórmulas:
Py = 2 x S x
Pe =
74
t
D
2xE  t 
x 
(1 - ν 2 )  D 
3
Instalaciones Off-Shore para carga y descarga de hidrocarburos. Monoboyas y Campos de boyas.
donde:
- E
= Módulo de Young
-ν
= Módulo de Poisson
- S
= Límite elástico del acero del tubo
- t
= Espesor nominal del tubo de acero
- D
= Diámetro nominal del tubo de acero
e) Estabilidad.
La estabilidad vertical estará asegurada cuando se cumpla que, en vacío,
durante el tendido:
GS > F + FL
siendo:
- GS = Peso /metro lineal.
- F = Empuje hidrostático (Flotación)/metro lineal.
- FL = Fuerzas hidrodinámicas de levantamiento/metro lineal = 0, ya que
el tubo normalmente se encuentra enterrado.
75
Introducción al diseño de obras de defensa de formas costeras de depósito
8. BIBLIOGRAFÏA:
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Caminos, Canales y Puertos.
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-
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Superior Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos.
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“Offshre Structures”. G. Clauss et al. Springer-Verlag.
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